在＇双碳＇目标下，是否值得大规模发展燃气电厂

天然气在家庭和工业的广泛应用，大幅度降低了大气污染水平。回想起读研究生时，在“过程技术”的第一堂课上，我的英国老师兴致勃勃地介绍了英国六七十年代煤气转天然气的那段历史。英国煤转气起源于在北海发现了庞大的天然气田，为了让公众更好地接受天然气，英国政府给家庭用天然气起了一个很响亮的名字，叫“High Speed Gas”（高速气）[1]，配上暖心的广告词：“高速气给我们所有人带来一个更美好、更温暖和更安全的世界”。美好的广告让人们期待着煤气转天然气那一天的到来，叫“C-Day”。

从碳减排的角度考虑，由于燃气发电的排放因子约为燃煤发电的一半，而且在调峰调频上比燃煤电厂更具灵活性，在双碳目标提出后，中国许多省份加大了对燃气发电的支持。但事实上，天然气使用带来的二氧化碳排放仍然非常显著。国际上，欧美一些城市已经开始制定“退出天然气“政策；美国加州能源委员会正计划颁布禁令，禁止全州新建房屋接入和使用天然气，鼓励天然气改电。以美国为例，燃气发电是美国最大的电力来源，每年约13,580亿度电来源于燃气电厂，2019年直接碳排放约5.6亿吨（大于英国总碳排放），相当于每度电直接排放412克二氧化碳[2]；而用于提供基础负荷的燃气联合循环电厂的度电碳排放因子可降到350~400克之间。按照8月18日欧盟碳市场的2021年12月配额期货收盘价（58欧元/吨二氧化碳）[3]计算，每度电需要缴纳0.024欧元（相当于人民币0.18元）购买碳配额。

从天然气价格和综合能源安全等因素考虑，天然气不一定是替代煤炭作为中国基础能源的最佳选项。天然气价格是制约燃气发电在中国大规模应用的重要因素。以广东省为例，9F以上的燃气机组上网电价为0.605元/kWh[4]，6F以下小参数燃气机组上网电价为0.64元/kWh，比广东省煤电标杆上网电价0.463元/kWh高出30~38%。而如果将高出的这部分约0.13~0.17元/kWh的电价（或成本）用于进行燃煤电厂碳捕集、利用与封存（CCUS）近零碳排放改造，足够实现比燃气发电低80%的碳排放因子水平。而如果燃气电厂要实现近零碳排放（低于100克/kWh），则需要增加20~30%的度电成本，将高达0.8元/kWh左右。

综合能源安全是制约天然气在中国工业领域使用的关键因素，同时也使得中国用气成本高于美国、加拿大、澳大利亚和部分欧洲国家。中国天然气无法自给自足，对外依存度超过40%。国内较高的天然气开采成本和国外天然气进口运输成本推高了中国天然气价格，东北亚LNG的2021年12月期货价格为18.24美元/MMBtu，而美国亨利港天然气期货价格仅为4.02美元/MMBtu。因为中国天然气成本处于结构性的价格劣势，在没有重大气藏发现的情景下，中国电力和工业体系大比例地使用天然气可能会削弱竞争力。工业用气优先级别次于居民用气，在冬季用气高峰期，燃气发电经常面临“气荒”的局面[5]，而冬季国际市场较高的天然气需求和价格进一步约束了国内燃气发电的供应能力。如果使用燃气发电作为基础电源，气荒带来的燃气电厂负荷不足，某种程度抵消了燃气发电灵活性的价值。

在双碳背景下，对于新建燃气发电的投资决策，首先要了解天然气各种用途——包括居民取暖、居民做饭、工业领域等用途和需求——的排序。燃气发电最大的价值是作为灵活电源提供调峰调频辅助服务，我认为在我国国情下将其作为基础电源是浪费资源。燃气电厂投资者需要了解所在地区的天然气供求和基础设施状况、能源市场机制、提供辅助服务的市场价值、未来碳价格水平，并尝试制定十至二十年的气电边际成本曲线作为决策依据。

为了避免新建燃气电厂产生“碳锁定”效应[6]，建议投资者考虑开展二氧化碳捕集预留，并考虑是否部署在其他大型排放源附近（如大型工业园区）。2009年，英国修改《电力法》，要求所有30万千瓦以上燃气电厂必须采用二氧化碳捕集预留设计。近期多项研究显示，工业集群通过CCUS脱碳的成本，通常比单个项目脱碳成本低。此外，在开采天然气和煤炭过程中，还可能存在甲烷泄露问题，燃气发电和燃煤发电投资者同样需要关注上游解决甲烷泄露问题[7]，评估天然气生产或供应企业的甲烷排放管理能力，在签署长期购销协议过程中充分考虑避免影响企业形象、范围三排放和ESG评级。

作者：梁希，英国伦敦大学学院（UCL）可持续金融与基建转型教授、气候投融资促进生态文明建设国际合作平台（CIFE）副主任，中国环境科学学会气候投融资专委会常委，中英（广东）CCUS中心秘书长